曹妃甸油田大變徑海管內檢測技術

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

曹妃甸油田大變徑海管內檢測技術

彭湘桂

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

針對曹妃甸油田大變徑海底混輸管道變徑率大，機械清管困難，無法實現內檢測的問題，根據變徑管線的特點，設計出具有特殊驅動體的變徑超聲波內檢測器，陸地模擬實驗成功，順利地完成了8 in變12 in變徑海底管道的首次內檢測作業，檢測結果表明，該超聲波內檢測器變徑通過能力強、可以雙向運動，能夠適應于大變徑海底管道內檢測作業。

變徑海底管道；清管；變徑清管器；檢測器；超聲波

曹妃甸油田共有3條大變徑單層混輸海管，管徑從8 in變化到12 in，管徑變化率達到了50%，在渤海油田歷史上還沒有對此類海管成功進行內檢測的案例。這3條海管自2006年投用起，只開展過低密度泡沫球的通球作業，從未進行過機械清管和內檢測作業，且都為單層保溫管，存在較大腐蝕溢油風險[1-3]。為了保證管道的輸送安全，及時掌握海管的腐蝕狀況，以WHPE至WHPD平臺大變徑海底管道為例，對變徑海底管道內檢測的可行性進行分析研究。

1 基礎數據

WHPE為無人井口平臺,WHPD為集輸平臺,正常生產時輸送流向為從WHPE至WHPD平臺，見圖1。

圖1 變徑海管位置示意

WHPE至WHPD海底混輸管道為變徑單層保溫管(見表1)，輸送方式為油氣水混輸，WHPD側立管段在水下膨脹彎處設計有變徑短節，管徑由8 in變為12 in，管徑變化率達50%。

表1 海底管道參數

2 海管內檢測方案設計

2.1 檢測作業難點分析和應對方案

現在清管普遍采用機械式清管器，如果管線存在變徑段，普通清管器的密封盤沒有足夠的變徑能力，根本無法滿足變徑管線的清管要求。變徑管線的通球首先要確保清管器和檢測器在2種尺寸的管道都能順利通過，既要在12 in的海管中形成有效密封避免過流旁通而停滯，又要在8 in的海管中不因較大的過盈量而導致卡堵和磨損。特對該段管線檢測中可能出現的難點進行分析，提出解決的方法和對策。

2.1.1 內檢測器的選型設計

變徑管線的跨度多為一個尺寸級別的跨越，如8 in變10 in、10 in變12 in等，像8 in變12 in這樣跨越2個尺寸級別的非常規管線很少見。這樣跨度的變徑管線，由于受制于驅動力和通過能力原因，常規的漏磁檢測技術無法實現，本次檢測選擇重量輕巧的非接觸式的超聲波檢測方案。

針對該段變徑管線的特點，設計制造了獨特的8 in變12 in大變徑超聲波檢測器，具有特殊設計的驅動體。此檢測器對第一節動力節進行改造，按照12 in的密封進行設計。檢測器前端由12 in泡沫驅動球體構成，驅動球體后按照8 in超聲波檢測器配置。驅動球體由12 in軟泡沫球體構成，并且在泡沫球體的前后各有8 in聚氨酯碟片和泡沫球一起固定在骨架上，既保證了泡沫體的可壓縮性，又通過8 in碟片引導球體通過變徑大小頭進入8 in管段。

檢測器由泡沫驅動體、電磁信號發射跟蹤模塊、超聲波檢測模塊、里程計模塊、數據采集及處理模塊、電源模塊共6部分組成(見圖2)，此檢測器主要特點如下[4-5]：

1)可雙向通球。12 in泡沫驅動體通過能力很強，雖然驅動體直徑超過8 in管道內徑較多，仍然能夠順利通過8 in管道；檢測器擁有雙向通球能力，減少檢測器的卡阻風險[6]。

2)過彎頭的能力強。可通過1.5D背靠背彎頭和不裝有擋條的三通。

3)檢測精度高。在測厚方面，其精度要優于漏磁檢測技術，可達±0.2 mm[7-8]。

圖2 8＂/12＂超聲波檢測器總體構成

2.1.2 清管器的選型

內檢測技術對管線的清潔度有要求，特別是超聲檢測技術，對管線的清潔要求更為嚴格，管線內壁附著的污垢會對超聲檢測的精度造成影響。同時超聲波檢測對管內介質要求較高,超聲波的傳導信號很容易被蠟吸收, 所以對于含蠟高的油管線,在超聲波檢測前必須進行徹底的清管作業。

由于該管線變徑率大，2006年投入使用以來只開展過12 in低密度泡沫球(密度50 kg/m3)的通球作業，管線的內部清潔狀況未知。加之油氣水多相流體的狀態，管線的結蠟或結垢情況會比較明顯。要達到合格檢測的目的，選擇合適的清管器進行清管作業至關重要。此次清管選用適用于變徑海管的蝶片直板式清管器，12 in密封盤的蝶片呈花瓣狀，2片交錯層疊，以保障密封盤的密封性能和變形能力，可以保證在8 in和12 in2種不同直徑的管道中均能起到密封作用。球體按照8 in導向盤和密封盤進行設計，導向盤是管道內徑的99%，密封盤是管道內徑的105%，有5%的過盈量,12 in蝶片密封盤能夠雙向運動，一旦卡堵則可以反向推動解堵，見圖3。

圖3 8＂/12＂碟片直板式鋼刷清管器

2.1.3 嚴格控制檢測工況

超聲波檢測器對于運行的工況要求比較苛刻，需要管線中充滿100%的淡水，然后用注水泵在要求的速度和壓力下進行檢測，同時檢測溫度不能超過40 ℃。

鑒于管線生產溫度過高，流速難以控制等因素限制，無法在線完成檢測。此條管線選擇在停產狀態下，采用注水泵注淡水的方式進行檢測。在檢測器運行的過程中，需要嚴格監控運行參數，密切關注壓力表和流量表的參數變化，這是保證檢測成功的重要條件。

2.1.4 優化發送接收方案

發球分正向發球和反向發球，正常生產情況下，一般選擇在線正向發球，流向是從WHPE井口平臺至WHPD平臺；停產情況下，也可選擇反向發球，流向是從WHPD平臺至WHPE平臺。為降低卡球風險，在初步機械清管階段和內檢測器運行階段選擇反向發球的方式進行作業，即球體先進入12 in立管，再通過8 in平管和8 in立管，主要原因如下。

1)由于使用的變徑清管器具有良好的清管能力，從12 in發出可以確保將管線內的雜質推出；若是從8 in端發出，則存在推出的雜質留在12 in管段中無法推出的風險。

2)管道長度為4.76 km，主體管道為8 in，若從8 in端發出的話存在球體在管線中運行時間較長使球體密封能力下降的風險，此時若進入12 in管道中，則會增加球體運行旁通的風險。

2.1.5 制定應急預案，防止卡球風險

變徑海底管線一旦出現卡球事故，處理起來會非常困難，需要在實施檢測前完善應急預案。在采用雙向超聲檢測器的情況下，確保收發球筒2端都可以用注水泵注入淡水，在萬一出現卡堵的情況下，可反向將檢測器推出[9]。

本次檢測作業的8 in/12 in檢測器是特殊設計的檢測設備，擁有雙向通球的能力，并且能夠通過1.5 D的背靠背彎頭。

2.2 模擬實驗

在檢測器運行之前，需先運行檢測器模擬體。模擬體的尺寸大小和組合形態與實際檢測器完全相同，和實際檢測器相比只是少了探頭、里程輪、電池和CPU部分。

為了完全驗證超聲波檢測器的通過能力，最大程度的降低檢測器卡堵的風險，首先在陸地進行模擬實驗，驗證方案的可行性。試驗場地嚴格按照8 in變12 in海管的實際狀況模擬試驗管段，設立立管、彎頭、變徑、直管等管線特征，最大程度的模擬海底變徑處管道，利用模擬體模擬檢測器在8 in變12 in模擬管道中的通過能力，并且驗證模擬體的雙向通球能力，為下一步現場作業方案制定及實施提供數據依據，見圖4。

圖4 陸地實驗環路

通過模擬體通球實驗表明本次計劃使用的變徑檢測器，具備在8 in變12 in管道中從12 in發球端發送到8 in收球端的能力；通過模擬體的反推實驗，顯示檢測器具備卡堵時的反推能力，根據本次試驗，顯示最大反推壓差為736 kPa。

3 海管內檢測作業的實施

由于WHPE平臺為無人井口平臺，無法接收通球污油水，因此在WHPE平臺側系泊環保船海洋石油253，船舶上放置注水泵和緩沖水罐，泵出口通過軟管連接至WHPE端球筒上。海洋石油253的溢油回收艙可接受400 m3污油水，清管檢測作業可通過海洋石油253進行注水和接液作業。

內檢測作業分3個階段。第一階段正向清管:使用海洋石油253上的淡水從WHPE向WHPD平臺正向通球；第二階段反向清管:使用平臺生產水從WHPD向WHPE平臺進行反向通球；第三階段反向檢測:使用淡水從WHPD向WHPE平臺進行反向檢測通球，見圖5。

圖5 海上清管及內檢測流程

3.1 清管作業

由于此條海管存在含砂的風險，管道內部情況未知，在前期清管階段采取漸進式通球的方式進行通球，降低砂堵的風險；海管含沙增加了球體外觀和密封盤的磨損，在發球之前加強球體外觀質量檢測和球體的密封盤的檢查，進一步降低其磨損的風險。清管分為正向清管、藥劑浸泡和反向清管3個階段，見圖6。

圖6 清管檢測程序

海上清管作業過程中遇到了陸地試驗中未出現的8 in泡沫球在變徑處滯留、變徑清管器清管效果不佳、海管油泥及蠟含量較多等一系列問題。針對上述問題，通過優化方案，采取正反向雙向發機械清管球、提高通球介質溫度、加入清洗劑、改造清管器等措施，可有效解決清管效果差和效率低的問題[10]。

3.1.1 正向清管階段

在正向清管階段通過運行中密度的8 in泡沫球、8 in泡沫鋼刷球，發球方向由WHPF平臺至WHPD平臺，檢驗海管的結垢情況，以此判斷是否需要使用除垢劑。

8 in中密度泡沫球運行到WHPD平臺12 in立管段出現了旁通，無法自動跟隨流體上浮，采取后面增發一個12 in低密度泡沫球進行解堵(密度50 kg/m3)，把前2個中密度泡沫球和泡沫鋼刷球(密度80～120 kg/m3)成功推到12 in球桶。

3.1.2 藥劑浸泡階段

正向中密度泡沫球清管階段沒有發現結垢情況，只有少量蠟和油泥，因此，只在發球過程中使用具有除油除蠟作用的多功能清洗劑對管線進行浸泡清洗處理。

表2 正向清管順序

3.1.3 反向清管階段

化學藥劑浸泡后，利用機械變徑清管球進行清管作業，發球方向為由WHPD平臺至WHPE平臺(見表3)，通球次序依次為蝶片式測徑清管球(見圖7)、鋼刷清管球(見圖9)、磁鐵清管球(見圖11)、雙節鋼刷清管球(見圖12)、改造的變徑清管器(見圖8)等，機械清管器累計通球15次后管線清潔度達到內檢測的要求[11]。

清管器材質越軟其變形能力越強，但其支撐能力、抗磨損能力和清管能力會降低。設計選用的蝶片式清管器為了提高變徑通過能力，選擇的盤片材質較軟，但現場清管效果不佳。通過對清管器導向盤進行改造，增加盤片材質硬度和厚度，加大過盈量(導向盤尺寸由管道內徑的99%提高到100%和102%)等措施(見圖8)，有效解決了清管效果差和效率低的問題。

表3 反向清管順序

圖7 變徑測徑球

圖8 改造后的變徑清管球

圖9 變徑鋼刷球

圖10 清管后的變徑鋼刷球

圖11 變徑磁鐵球

圖12 雙節變徑鋼刷球

3.2 內檢測作業

由于生產水溫度約為65 ℃，高于超聲波檢測器的耐溫要求，故清管完成后，使用常溫淡水進行通球檢測作業。使用8 in變12 in超聲波檢測器進行管道內檢測，工況要求：入口壓力≥1 mPa，溫度≤40 ℃，液體流量控制在15 m3/h以下，通球速度500 m/h，工況需要嚴格控制通球的入口壓力和流量。

模擬體和超聲波檢測器依次成功完成通球作業，通球方向為從12 in管道向8 in管道運行。檢測器從12 in球筒發出后，順利通過12 in/8 in變徑處，之后檢測器進入8 in管段運行，在通過直管段時壓力平穩，此階段壓差基本保持在400～500 kPa之間。6 h后發現檢測器順利進入8 in球筒中。取出后，檢測器無破損，檢測數據完整，表明檢測器可在8 in變12 in管道內運行。

圖13 超聲波檢測器通球過程的壓差變化

4 結論

1)成功驗證了8 in變12 in海底管道內檢測是可行的。所設計的泡沫球驅動超聲波內檢測器具有較好的密封性，通過能力強，可以雙向運動，卡堵風險低，在管徑變化率達到50%的大變徑海底管道檢測中具有較好的適應性。

2)在成功實施機械清管的基礎上，重點研究

的是如何解決內檢測的難題，并對蝶片式變徑清管器進行了改造，提高了清管效率。

3)設計的超聲波檢測器對于運行的工況要求比較苛刻，必須在一定的液體耦合介質中才能發揮作用，同時檢測溫度不能超過40 ℃，很難實現油氣水混輸海底管線的不停產在線檢測，對油田生產有一定影響。

4)目前，國內對變徑海管檢測技術的研究和應用較少，除了超聲波檢測技術外，今后需要加強漏磁、渦流及外檢測等其他檢測技術的理論與實驗研究，以實現變徑管道的不停產在線檢測工作。

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On the Inspection Technology of Subsea Multi-diameter Pipelines in Caofeidian Oilfield

PENGXiang-gui

(Tianjin Branch of CNOOC (China) Ltd., Tianjin 300452, China)

Due to big change in diameter and difficulty in cleaning, the multi-diameter subsea pipeline is hard to do the inspection in the Caofeidian oil field. In order to know the corrosion state of the pipeline to verify the safety of operation, the specially designed ultrasonic inspection tools were used to inspect the subsea pipeline after test run successfully. The results showed that the UT-Piglet is designed as an on-line bi-directional corrosion detection pig, it is adapted to the multi-diameter pipeline inspection.

multi-diameter pipeline; pigging; multi-diameter pig; inspection tools; ultrasonic

P756.2

A

1671-7953(2017)05-0159-05

10.3963/j.issn.1671-7953.2017.05.042

2017-07-12

修回日期：2017-08-31

彭湘桂(1976—)，男，學士，工程師

研究方向：海上油氣田裝備管理